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PROGETTO ESECUTIVO

COMUNE DI SARDARAProvincia del Sud Sardegna

Progettista incaricato: Ottobre 2019

Ing. Luca MARONGIU

LAVORI DI EFFICIENTAMENTO ENERGETICO DELLA

CASA COMUNALE

COMUNE DI SARDARAProvincia del Sud Sardegna

Progettista incaricato: Ottobre 2019

Ing. Luca MARONGIU

LAVORI DI EFFICIENTAMENTO ENERGETICO DELLA

CASA COMUNALE

Responsabile del Procedimento

dott. ing. Pierpaolo CORRIAS

Efficientamento energetico Municipio - Relazione tecnica specialistica - Pag. 1

Comune di SARDARA (VS)

OGGETTO: “LAVORI DI EFFICIENTAMENTO ENERGETICO DELLA CASA COMUNALE”. DD 14/05/2019 e DD 10/07/2019 in attuazione dell’art.30 del Decreto Legge 30 Aprile 2019, n.34 “Misure urgenti di crescita economica e per la risoluzione di specifiche situazioni di crisi”.

Relazione tecnica specialistica

Impianto: Impianto Fotovoltaico con Accumulo Municipio

Committente: COMUNE DI SARDARA

Località: PIAZZA GRAMSCI 1 - SARDARA (SU)

SARDARA, 05/10/2019 Il Tecnico

(ING. LUCA MARONGIU)

________________________

.


PREMESSA Valenza dell'iniziativa Con la realizzazione dell’impianto, denominato “Impianto Fotovoltaico con Accumulo Municipio”, si intende conseguire un significativo risparmio energetico per la struttura servita, mediante il ricorso alla fonte energetica rinnovabile rappresentata dal Sole. Il ricorso a tale tecnologia nasce dall’esigenza di coniugare:

- la compatibilità con esigenze architettoniche e di tutela ambientale; - nessun inquinamento acustico; - un risparmio di combustibile fossile; - una produzione di energia elettrica senza emissioni di sostanze inquinanti.

Attenzione per l'ambiente Ad oggi, la produzione di energia elettrica è per la quasi totalità proveniente da impianti termoelettrici che utilizzano combustibili sostanzialmente di origine fossile. Quindi, considerando l'energia stimata come produzione del primo anno, 10 883.35 kWh, e la perdita di efficienza annuale, 0.90 %, le considerazioni successive valgono per il tempo di vita dell'impianto pari a 20 anni. Risparmio sul combustibile Un utile indicatore per definire il risparmio di combustibile derivante dall’utilizzo di fonti energetiche rinnovabili è il fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh]. Questo coefficiente individua le T.E.P. (Tonnellate Equivalenti di Petrolio) necessarie per la realizzazione di 1 MWh di energia, ovvero le TEP risparmiate con l’adozione di tecnologie fotovoltaiche per la produzione di energia elettrica.

Risparmio di combustibile

Risparmio di combustibile in TEP

Fattore di conversione dell’energia elettrica in energia primaria [TEP/MWh] 0.187 TEP risparmiate in un anno 2.04 TEP risparmiate in 20 anni 37.40

Fonte dati: Delibera EEN 3/08, art. 2 Emissioni evitate in atmosfera Inoltre, l’impianto fotovoltaico consente la riduzione di emissioni in atmosfera delle sostanze che hanno effetto inquinante e di quelle che contribuiscono all’effetto serra.

Emissioni evitate in atmosfera

Emissioni evitate in atmosfera di CO2 SO2 NOX Polveri

Emissioni specifiche in atmosfera [g/kWh] 474.0 0.373 0.427 0.014 Emissioni evitate in un anno [kg] 5 158.71 4.06 4.65 0.15 Emissioni evitate in 20 anni [kg] 94 811.42 74.61 85.41 2.80

Fonte dati: Rapporto ambientale ENEL 2013 Normativa di riferimento Gli impianti devono essere realizzati a regola d’arte, come prescritto dalle normative vigenti, ed in particolare dal D.M. 22 gennaio 2008, n. 37. Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, devono essere in accordo con le norme di legge e di regolamento vigenti ed in particolare essere conformi:

- alle prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF; - alle prescrizioni e indicazioni della Società Distributrice di energia elettrica;


- alle prescrizioni del gestore della rete; - alle norme CEI (Comitato Elettrotecnico Italiano).

SITO DI INSTALLAZIONE Il dimensionamento energetico dell'impianto fotovoltaico con accumulo connesso alla rete del distributore è stato effettuato tenendo conto, oltre che della disponibilità economica, di:

- disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico; - disponibilità della fonte solare; - fattori morfologici e ambientali (ombreggiamento e albedo).

Disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico

L’edificio è ubicato a Sardara (SU) nella Piazza Gramsci e si compone di 3 piani fuori terra. Tutte le superfici in copertura capaci di accogliere moduli fotovoltaici per la produzione di energia da fonte rinnovabile sono a falda inclinata. Data la particolarità del sito, si è scelto di installare l’impianto sulla falda con la migliore esposizione solare e minore ombreggiamento(Sud-Ovest), utilizzando un sistema di accumulo di energia basato su batterie elettrochimiche agli ioni di litio per massimizzare l’autoconsumo e sfruttare i diversi flussi energetici nell’intera giornata. L’inverter fotovoltaico, i quadri elettrici di protezione e sezionamento in corrente alternata e in corrente continua e il sistema di accumulo sono installati in un locale tecnico ubicato al piano terra, dotato di accesso dall’interno del fabbricato, nel quale è posizionato il misuratore dell’energia elettrica dell’edificio. Fornitura di energia nel punto di consegna: BT 3P+N 380V, potenza impegnata 25kW, potenza disponibile 27,5kW, Icu 10 kA (CEI 0-21 P<33kW); Completa l’intervento di efficientamento la realizzazione di una stazione di ricarica di auto elettriche a servizio del complesso di edifici comunali, installata in prossimità degli stalli di parcheggio nella piazza, nel retro dell’immobile.


Disponibilità della fonte solare Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale La disponibilità della fonte solare per il sito di installazione è verificata utilizzando i dati “Enea - Località di riferimento: SAN GAVINO MONREALE (VS)” relativi a valori giornalieri medi mensili della irradiazione solare sul piano orizzontale. Per la località sede dell’intervento, ovvero il comune di SARDARA (VS) avente latitudine 39°.6164 N, longitudine 8°.8214 E e altitudine di 155 m.s.l.m.m., i valori giornalieri medi mensili dell'irradiazione solare sul piano orizzontale stimati sono pari a:

Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [kWh/m²]

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

2.11 2.86 4.22 5.19 6.17 6.69 6.72 5.92 4.61 3.42 2.33 1.89Fonte dati: Enea - Località di riferimento: SAN GAVINO MONREALE (VS)

Fig. 1: Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale [kWh/m²]- Fonte dati: Enea - Località di riferimento: SAN GAVINO MONREALE (VS)

Quindi, i valori della irradiazione solare annua sul piano orizzontale sono pari a 1 588.63 kWh/m² (Fonte dati: Enea - Località di riferimento: SAN GAVINO MONREALE (VS)).


Fattori morfologici e ambientali Ombreggiamento Gli effetti di schermatura da parte di volumi all’orizzonte, dovuti ad elementi naturali (rilievi, alberi) o artificiali (edifici), determinano la riduzione degli apporti solari e il tempo di ritorno dell’investimento. L’edificio presenta un corpo di fabbrica, destinato ad accogliere l’archivio, con altezza superiore rispetto alla falda interessata.

Fig. 2: Ombreggiamenti

L’effetto delle ombre sulla falda interessata è significativo, soprattutto nei mesi invernali, ma adottando un opportuno layout di posizionamento dei moduli fotovoltaici, gli effetti dell’ombreggiamento risultano trascurabili. Pertanto, il Coefficiente di Ombreggiamento, funzione della morfologia del luogo, è pari a 1.00. Albedo Per tener conto del plus di radiazione dovuta alla riflettanza delle superfici della zona in cui è inserito l’impianto, si sono stimati i valori medi mensili di albedo, considerando anche i valori presenti nella norma UNI/TR 11328-1:

Valori di albedo medio mensile

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Lug Ago Set Ott Nov Dic

0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20

L’albedo medio annuo è pari a 0.20.


PROCEDURE DI CALCOLO Criterio generale di progetto Il principio progettuale normalmente utilizzato per un impianto fotovoltaico è quello di massimizzare la captazione della radiazione solare annua disponibile. Nella generalità dei casi, il generatore fotovoltaico deve essere esposto alla luce solare in modo ottimale, scegliendo prioritariamente l’orientamento a Sud ed evitando fenomeni di ombreggiamento. In funzione degli eventuali vincoli architettonici della struttura che ospita il generatore stesso, sono comunque adottati orientamenti diversi e sono ammessi fenomeni di ombreggiamento, purché adeguatamente valutati. Perdite d’energia dovute a tali fenomeni incidono sul costo del kWh prodotto e sul tempo di ritorno dell’investimento. Dal punto di vista dell’inserimento architettonico, nel caso di applicazioni su coperture a falda, la scelta dell’orientazione e dell’inclinazione va effettuata tenendo conto che è generalmente opportuno mantenere il piano dei moduli parallelo o addirittura complanare a quello della falda stessa. Ciò in modo da non alterare la sagoma dell’edificio e non aumentare l’azione del vento sui moduli stessi. In questo caso, è utile favorire la circolazione d’aria fra la parte posteriore dei moduli e la superficie dell’edificio, al fine di limitare le perdite per temperatura. Criterio di stima dell’energia prodotta L’energia generata dipende:

- dal sito di installazione (latitudine, radiazione solare disponibile, temperatura, riflettanza della superficie antistante i moduli);

- dall’esposizione dei moduli: angolo di inclinazione (Tilt) e angolo di orientazione (Azimut); - da eventuali ombreggiamenti o insudiciamenti del generatore fotovoltaico; - dalle caratteristiche dei moduli: potenza nominale, coefficiente di temperatura, perdite per

disaccoppiamento o mismatch; - dalle caratteristiche del BOS (Balance Of System).

Il valore del BOS può essere stimato direttamente oppure come complemento all’unità del totale delle perdite, calcolate mediante la seguente formula: Totale perdite [%] = [1 – (1 – a – b) x (1 – c - d) x (1 – e) x (1 – f)] + g per i seguenti valori:

a Perdite per riflessione. b Perdite per ombreggiamento. c Perdite per mismatching. d Perdite per effetto della temperatura. e Perdite nei circuiti in continua. f Perdite negli inverter. g Perdite nei circuiti in alternata.


Criterio di verifica elettrica In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 °C) sono verificate le seguenti disuguaglianze: TENSIONI MPPT Tensione nel punto di massima potenza, Vm, a 70 °C maggiore o uguale alla Tensione MPPT minima (Vmppt min). Tensione nel punto di massima potenza, Vm, a -10 °C minore o uguale alla Tensione MPPT massima (Vmppt max). I valori di MPPT rappresentano i valori minimo e massimo della finestra di tensione utile per la ricerca del punto di funzionamento alla massima potenza. TENSIONE MASSIMA Tensione di circuito aperto, Voc, a -10 °C minore o uguale alla tensione massima di ingresso dell’inverter. TENSIONE MASSIMA MODULO Tensione di circuito aperto, Voc, a -10 °C minore o uguale alla tensione massima di sistema del modulo. CORRENTE MASSIMA Corrente massima (corto circuito) generata, Isc, minore o uguale alla corrente massima di ingresso dell’inverter. DIMENSIONAMENTO Dimensionamento compreso tra il 70 % e 120 %. Per dimensionamento si intende il rapporto percentuale tra la potenza nominale dell’inverter e la potenza del generatore fotovoltaico a esso collegato (nel caso di sottoimpianti MPPT, il dimensionamento è verificato per il sottoimpianto MPPT nel suo insieme).

Criterio generale di progetto dell’impianto generale di distribuzione elettrica Questo capitolo spiega i principi di base applicati per il dimensionamento del sistema di alimentazione, nonché i metodi adottati per la verifica delle protezioni dei circuiti in caso di guasto. Il calcolo della corrente di progetto nel sistema DC si basa su

Ib = Pd /Vn dove

Ib il valore RMS della corrente di progetto Pd il valore RMS della Potenza dell’utilizzatore Vn il valore RMS della Tensione dell’utilizzatore

Il calcolo della corrente di progetto nel sistema AC si basa su

dove

Ib il valore RMS della corrente di progetto Pd il valore RMS della Potenza Attiva dell’utilizzatore Vn il valore RMS della Tensione dell’utilizzatore cos il valore nominale del Fattore di Potenza

IP

k Vb

d

ca n

cos


kca è un coefficiente che dipende dal sistema: kca= 1 nel sistema monofase kca = 1.73 nel sistema trifase

Il metodo di dimensionamento dei cavi è basato sulla corrente di progetto (calcolata come sopra) e sulla portata del cavo in servizio continuo. Inoltre, è necessario il coordinamento tra sezione dei conduttori e dispositivi di protezione di sovraccarico, per garantire la protezione del cavo dal sovraccarico. Le caratteristiche di funzionamento di un dispositivo di protezione contro il sovraccarico di un cavo devono soddisfare le due seguenti condizioni

dove

Ib è la corrente di progetto del circuito

IZ è la portata del cavo in servizio continuo

In è la corrente nominale del dispositivo di protezione

If è la corrente che garantisce il corretto funzionamento nel tempo convenzionale del dispositivo di protezione.

La scelta del cavo dipende dalla portata di corrente in servizio continuo, dal materiale isolante, dalle condizioni di installazione e dal numero di conduttori caricati. La portata del conduttore (Iz) è desunta dalle tabelle CEI UNEL 35024/1 (portata dei cavi in regime permanente) con riferimento al tipo di cavo ed alla modalità di posa, applicando opportuni coefficienti di riduzione in relazione alla temperatura ambiente ed al raggruppamento di più cavi affiancati.

Dimensionamento del conduttore di neutro

La sezione del conduttore neutro è dimensionata in base alla CEI 64-8 secondo la seguente tabella.

Tipo circuito Sezione conduttore di fase

Sezione conduttore neutro

Monofase Sf Sn =Sf Trifase Sf16 mm2 Sn =Sf Trifase 16 mm2 Sf25 mm2 16 mm2 Trifase Sf>25 mm2 Sn Sf/2

Tabella 1 – Sezioni conduttori di neutro

La caduta di tensione dovuta alla corrente di progetto è calcolata in notazione complessa per ogni conduttore di fase e di neutro (ove presente). La massima caduta di tensione fra il conduttore è calcolata con:

dove

f è il conduttore di linea: L1, L2, L3; n è il conduttore di neutro; i è il numero di linea, da 1 a k; k è il numero totale delle linee da alimentare.

La formula precedente dà valore reale della formula:

zf

znb

IIb

IIIa

45.1))

TSRf

k

i

iiii nInZfIfZibtdc

,,1max)(..


dove

kcdt è un coefficiente che dipende dal sistema di alimentazione: kcdt= 2 nel sistema monofase kcdt = 1.73 nel sistema trifase

La protezione delle condutture dai sovraccarichi è effettuata con interruttori magnetotermici conformi alla norma CEI 23-3 (per correnti nominali inferiori a 125 A), tenendo conto delle tabelle CEI UNEL 35024/1 e 35024/2. Il dimensionamento è valutato in base alle seguenti relazioni:

IzInIb . zf

II 45,1 dove:

Ib è la corrente di impiego della linea, in Ampere; In è la corrente nominale dell’interruttore, in Ampere;

Iz è la portata del cavo, in Ampere.

Premesso che tutte le linee di alimentazione sono coordinate con il rispettivo dispositivo di protezione, il dimensionamento è completato con la verifica della portata e della caduta di tensione delle linee stesse. Per un cavo la temperatura limite consentita dall'isolamento definisce l'energia passante specifica che può attraversare il cavo:

dove

t è la durata, in s; S è la sezione, in mm2; I è la corrente effettiva di corto-circuito, in A, espressa come valore RMS; k è un fattore che tiene della resistività, del coefficiente di temperatura e della capacità

termica del materiale conduttore, e delle appropriate temperature iniziale e finale.

La protezione contro il cortocircuito è effettuata sia all’inizio che al termine della linea e cioè in corrispondenza dei valori massimi e minimo della corrente di cortocircuito. Il dimensionamento all’inizio della linea è tale che in caso di cortocircuito l’energia passante del dispositivo di protezione (I2t) sia sufficiente a non arrecare danni e sovratemperature ammesse al cavo (K2S2), rispettando la seguente relazione (Norma CEI 64-8):

Il dimensionamento al termine della linea è tale che la corrente di cortocircuito consenta l’intervento del dispositivo di protezione magnetotermico. L’utilizzo come dispositivo di protezione dell’interruttore magnetotermico consente, senza bisogno di ulteriori verifiche, di soddisfare la protezione dai cortocircuiti per guasto con valore minimo della corrente di corto circuito nel punto più lontano della linea (Icc-min). Quindi la verifica per correnti di corto circuito minime (di fondo linea) non è in questo caso necessaria, come già precedentemente indicato, in quanto tutte le linee sono protette dai sovraccarichi (Norma CEI 64-8).

cdt I k IL

R X sinV

b cdt b

c

cavo cavo

n

1000

100cos

I t K S2 2 2

I t K S2 2 2


Alla stessa maniera, dato il tipo di interruttori previsti dal presente progetto, risulta sempre verificato che l’energia specifica passante degli interruttori di protezione è sempre inferiore a quella massima ammessa per i cavi, come prescritto dalla norma CEI 64-8.

Inoltre, si può affermare che, soddisfacendo la relazione If 1,45 Iz, il cavo è normalmente protetto, in quanto il valore If (corrente di intervento termico entro un tempo stabilito) risulta solitamente superiore del 20% o del 25% della corrente di regolazione termica dell’interruttore. Il potere di interruzione di ciascun dispositivo (massima corrente che l’interruttore può interrompere) è superiore alla corrente di corto circuito massima (calcolata nel punto in cui è installato l’interruttore stesso). La protezione contro i contatti diretti è assicurata nei seguenti modi:

Isolamento delle parti attive; tutte le parti che sono normalmente in tensione devono essere completamente ricoperte da un isolamento non rimovibile, se non per distruzione dello stesso, rispondente ai requisiti richiesti dalle norme di fabbricazione del relativo componente. L’isolamento deve resistere agli sforzi meccanici, elettrici e termici che possono manifestarsi durante il funzionamento. A tal proposito i componenti devono essere scelti solo se riportanti il marchio di qualità “IMQ”, garanzia che assicura la corrispondenza dell’isolamento alle relative norme.

Protezione con involucri e barriere; gli involucri o le barriere delle parti attive devono assicurare un grado di protezione minimo maggiore di IP2X. Per le superfici superiori di involucri orizzontali a portata di mano è richiesto il grado di protezione minimo IP4X. L’apertura degli involucri esterni e la rimozione delle barriere sono soggette a determinate limitazioni, come l’uso di chiave o apposito attrezzo da parte di personale addestrato

Interruttore differenziale; la norma CEI 64-8 consente l’uso dell’interruttore differenziale ad alta sensibilità come mezzo di protezione dai contatti diretti, ma solo come misura di protezione addizionale, che può integrare i metodi sopraccitati, ma non può sostituirli.

La protezione contro i contatti indiretti è assicurata dall’interruzione automatica dell’alimentazione in caso di guasto a terra pericoloso (presenza di moduli differenziali, coordinati col valore della resistenza di terra, in posizione opportuna). La protezione contro i contatti indiretti deve essere ottenuta mediante interruzione automatica dell’alimentazione per mezzo di dispositivi di protezione a corrente differenziale, oppure dispositivi di protezione contro le sovracorrenti purché, per entrambi, sia verificata la seguente disequazione:

RA x IA ≤ UL Dove:

RA [Ω] = resistenza dell’impianto di terra (condizione più sfavorevole);

IA [A] = corrente che provoca l’intervento del dispositivo automatico di protezione definita nei casi specifici dalla norma.

UL [V] = valore minimo della tensione di contatto UL=50V nei luoghi ordinari; UL=25V nei luoghi speciali;

Applicando i principi di progetto descritti al capitolo precedente si ottiene il dimensionamento dei cavi e il coordinamento con dispositivi di protezione del sistema di alimentazione. I risultati dei calcoli e le verifiche sui circuiti sono riportati negli schemi elettrici unifilari dei quadri elettrici allegati alla presente relazione.


DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO Impianto Fotovoltaico con Accumulo Municipio L’impianto, denominato “Impianto Fotovoltaico con Accumulo Municipio” (codice POD IT001E04024441), è di tipo grid-connected, la tipologia di allaccio è:trifase in bassa tensione. Ha una potenza totale pari a 7.700 kW e una produzione di energia annua pari a 10 883.35 kWh (equivalente a 1 413.42 kWh/kW), derivante da 28 moduli che occupano una superficie di 45.84 m², ed è composto da 1 generatore. Scheda tecnica dell'impianto Dati generali Committente COMUNE DI SARDARA Indirizzo PIAZZA GRAMSCI 1 CAP Comune (Provincia) 09030 SARDARA (VS) Latitudine, Longitudine, Altitudine 39°.6164 N, 8°.8214 E, 155 m Irradiazione solare annua sul piano orizzontale 1 588.63 kWh/m² Coefficiente di ombreggiamento 1.00 Dati tecnici Superficie totale moduli 45.84 m² Numero totale moduli 28 Numero totale inverter 1 Energia totale annua 10 883.35 kWh Potenza totale installata in CC 7,7 kW Potenza nominale dell’inverter CC/CA 8,5 kW Potenza nominale dell’impianto fotovoltaico 7,7 kW =min(7,7 kW; 8,5 kW) Sistema di accumulo Lato produzione bidirezionale in c.a. Capacità di accumulo utile 13.50 kWh Potenza nominale dell’inverter delsistema di accumulo CA 5 kW Potenza attiva nominale dell’impianto Municipio 12,7 kW =(7,7 kW + 5 kW)

Sistema di accumulo esterno Il sistema di accumulo, installato sul lato produzione in corrente alternata, permette di immagazzinare l’energia prodotta in eccesso dall'intero impianto per riutilizzarla nei momenti in cui l’impianto non produce energia. Si compone di una batteria monofase la cui gestione è demandata ad un gateway che provvede a regolare la carica e la scarica delle batterie in funzione della disponibilità complessiva di energia prodotta dagli impianti fotovoltaici. La realizzazione prevede l’installazione di 1 accumulatore agli ioni di litio modello Tesla Powerwall 2, della capacità utile di 13,5kWh, conformemente a quanto previsto dalla norma CEI 0-21 in configurazione accumulo CA lato produzione.


Fig. 3: Schema funzionale CEI 0-21 – SdA a valle del contatore di produzione Il sistema sarà dotato di meter per la misura dell’energia prodotta dall’impianto fotovoltaico e di quella assorbita dai carichi, e di un gateway per la gestione dei flussi energetici. In presenza di sovraproduzione dell’impianto fotovoltaico rispetto all’assorbimento richiesto dai carichi utente, il gateway utilizzerà l’energia in eccesso per ricaricare le batterie, fino alla completa carica delle stesse. Tale energia accumulata sarà utilizzata nei momenti in cui la produzione da energia rinnovabile non è sufficiente per compensare i consumi elettrici utente. La configurazione implementata permetterà la carica delle batterie in presenza di produzione da impianto fotovoltaico e non consentirà la ricarica dalla rete elettrica. Batteria

Marca TESLA ENERGY Modello POWERWALL2 Tipo Elettrochimica agli Ioni di Litio Tensione nominale 230.0 V Capacità nominale 60.8 Ah Lunghezza, Larghezza, profondità 1302 mm, 862 mm, 183 mm Peso 97.00 kg

Configurazione sistema di accumulo

Tensione nominale del sistema 230.0 Numero di batterie 1 Capacità di accumulo 14 kWh Capacità di accumulo utile CUS 13,5 kWh

Efficientamen

Energia pr L'energia t

Consumo Il consumo

nto energetico M

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Municipio

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nuo è 30 87

dall'impianto

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Bilancio energetico – Autarchia e Autoconsumo Il consumo totale annuo è 30 878.10 kWh, di cui:

10803,94 kWh coperti dall’impianto (autoconsumo); 20730,16 kWh coperti dalla rete (autoconsumo).

L’autarchia (copertura dei consumi da fonte energetica rinnovabile) annua totale è pari al 32,90%:

Gen Feb Mar Apr Mag Giu Totale Consumo totale [kWh] 2.673,12 2.217,82 2.312,92 2.447,86 2.418,94 2.482,02 Cons. coperto dall'impianto [kWh] 547,51 560,04 787,27 827,31 969,92 978,86

Cons. coperto dall'accumulo [kWh] 17,32 44,65 94,95 113,23 102,25 110,90

Cons. coperto dalla rete [kWh] 2.108,28 1.613,13 1.430,70 1.507,32 1.346,76 1.392,26

Copertura [%] 21,10 27,30 38,10 38,40 44,30 43,90

Lug Ago Set Ott Nov Dic Totale Consumo totale [kWh] 3.187,99 2.766,10 2.311,88 2.116,21 2.250,16 3.693,07 30.878,10Cons. coperto dall'impianto [kWh] 1.066,18 987,84 798,45 703,10 550,82 527,31 9.304,62

Cons. coperto dall'accumulo [kWh] 82,97 88,76 91,06 63,89 33,33 0,00 843,32

Cons. coperto dalla rete [kWh] 2.038,84 1.689,49 1.422,37 1.349,23 1.666,02 3.165,76 20.730,16

Copertura [%] 36,00 38,90 38,50 36,20 26,00 14,30 32,90

Fig. 6: Copertura dei consumi di energia mensile L'energia totale annua prodotta dall'impianto è 10 883.35 kWh, di cui:

10803,94 kWh utilizzati dall’impianto (autoconsumo); 28,69 kWh immessi in rete;

L’autoconsumo (Utilizzo della produzione da fonte energetica rinnovabile in loco) annua totale è pari al 99%:

autoconsumo da fotovoltaico 90%; autoconsumo da accumulo 9%;

Tale dato non deve stupire, infatti la produzione dell’impianto è notevolmente inferiore rispetto a


quella richiesta e inoltre le immissioni in rete sono ridotte al minimo dall’introduzione del sistema di accumulo.


DIMENSIONAMENTO GENERATORE FOTOVOLTAICOMunicipio Sud-Ovest Il generatore, denominato “Municipio Sud-Ovest”, ha una potenza pari a 7.700 kW e una produzione di energia annua pari a 10 883.35 kWh, derivante da 28 moduli con una superficie totale dei moduli di 45.84 m². Il generatore ha una connessione trifase. Scheda tecnica Dati generali Posizionamento dei moduli Complanare alle superfici Struttura di sostegno Fissa Inclinazione dei moduli (Tilt) 28° Orientazione dei moduli (Azimut) 20° Irradiazione solare annua sul piano dei moduli 1 765.76 kWh/m² Estensione totale disponibile 132.99 m² Potenza totale 7.700 kW Energia totale annua 10 883.35 kWh Modulo

Marca – Modello Trina Solar Energy Co., Ltd - TSM-PD05 275 HONEY Numero totale moduli 28 Superficie totale moduli 45.84 m² Configurazione inverter

MPPT Numero di moduli Stringhe per modulo 1 14 1 x 14 2 14 1 x 14

Inverter Marca – Modello ABB - TRIO-8.5-TL-OUTD Numero totale 1 Dimensionamento inverter (compreso tra 70 % e 120 %) 110.39 % (VERIFICATO) Tipo fase Trifase Il posizionamento di massima dei moduli è riportato nelle tavole di progetto.


Verifiche elettriche MPPT 1 In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 °C) sono verificate le seguenti disuguaglianze: TENSIONI MPPT

Vm a 70 °C (358.59 V) maggiore di Vmppt min. (320.00 V) VERIFICATO Vm a -10 °C (495.14 V) minore di Vmppt max. (800.00 V) VERIFICATO TENSIONE MASSIMA

Voc a -10 °C (593.14 V) inferiore alla tensione max. dell’ingresso MPPT (1 000.00 V) VERIFICATO TENSIONE MASSIMA MODULO

Voc a -10 °C (593.14 V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo (1 000.00 V) VERIFICATO CORRENTE MASSIMA

Corrente max. generata (9.32 A) inferiore alla corrente max. dell’ingresso MPPT (20.00 A) VERIFICATO Verifiche elettriche MPPT 2 In corrispondenza dei valori minimi della temperatura di lavoro dei moduli (-10 °C) e dei valori massimi di lavoro degli stessi (70 °C) sono verificate le seguenti disuguaglianze: TENSIONI MPPT

Vm a 70 °C (358.59 V) maggiore di Vmppt min. (320.00 V) VERIFICATO Vm a -10 °C (495.14 V) minore di Vmppt max. (800.00 V) VERIFICATO TENSIONE MASSIMA

Voc a -10 °C (593.14 V) inferiore alla tensione max. dell’ingresso MPPT (1 000.00 V) VERIFICATO TENSIONE MASSIMA MODULO

Voc a -10 °C (593.14 V) inferiore alla tensione max. di sistema del modulo (1 000.00 V) VERIFICATO CORRENTE MASSIMA

Corrente max. generata (9.32 A) inferiore alla corrente max. dell’ingresso MPPT (20.00 A) VERIFICATO


Schema elettrico e caratteristiche tecniche dei componenti Lo schema elettrico unifilare dell’impianto è riportato nelle tavole di progetto.


Quadri elettrici I quadri elettrici sono del tipo ASD, cioè quadri costruiti in serie (tipo AS), destinati ad essereinstallati in luoghi dove hanno accesso persone non addestrate. I quadri dovranno rispondere a tuttele specifiche prescrizioni della Norma CEI 17/13, oppure, se applicabile, della Norma sperimentaleCEI 23/51, relativa ai quadri elettrici ad installazione fissa, aventi involucri vuoti rispondenti allaNorma CEI 23/49 e corrente nominale non superiore ai 125 A. Per l’impianto in esame sono previsti quadri del tipo a parete o da incasso in materialetermoplastico o metallico, con sportello trasparente, dotati di chiusura a chiave, con grado diprotezione minimo IP 43. L’involucro deve garantire, nelle condizioni operative, una dissipazione termica non inferiore alcalore dissipato per effetto Joule dai dispositivi installati al suo interno, considerando comedispositivi non solo gli organi di manovra e/o protezione, ma anche le apparecchiature ausiliariequali trasformatori, lampade spia, etc. Sono previsti 2 quadri elettrici in corrente alternata e un quadro elettrico in corrente continua. Quadro Elettrico Generale CA Quadro Generale CA, per sezionamento e distribuzione generale della forza motrice, dimensioni 900x700x150mm, con carpenteria idonea per posa a parete IP65, composto da:

Spie presenza rete trifase; Scaricatori di sovratensione tetrapolari T1+T2; Interruttore magnetotermico di sezionamento e protezione generale; Interruttore magnetotermico di sezionamento e protezione quadro elettrico Municipio

esistente; Interruttore magnetotermico di sezionamento e protezione quadro fotovoltaico CA; N°2 Interruttori magnetotermici di sezionamento e protezione prese della stazione di

ricarica dei veicoli elettrici; Quadro Fotovoltaico CA Quadro Fotovoltaico CA, per protezione e sezionamento impianto fotovoltaico e sistema di accumulo, dimensioni 700x460x260mm, con carpenteria idonea per posa a parete IP65, composto da:

Interruttore magnetotermico differenziale di sezionamento e protezione sistema di accumulo;

Interruttore magnetotermico differenziale di sezionamento e protezione gateway e ausiliari;

Interruttore magnetotermico differenziale di sezionamento e protezione fotovoltaico; Dispositivo di interfaccia contattore 4P AC3; Sistema di protezione di interfaccia conforme alla norma CEI 0-21; Alimentatore e buffer per sistema di protezione di interfaccia conforme alla norma CEI

0-21; Interruttore magnetotermico di sezionamento e protezione inverter fotovoltaico;

Quadro Fotovoltaico CC Quadro Fotovoltaico CC, per sezionamento e protezione stringhe fotovoltaiche, con carpenteria idonea per posa a parete IP65, composto da:

N°2 Scaricatori di sovratensione CC; N°2 Interruttore magnetotermico di sezionamento e protezione generale;

Sistema di protezione di Interfaccia


La potenza attiva nominale dell’impianto, pari a 12,7 kW è maggiore di 11,08 kW pertanto ai sensi della norma CEI 0-21 è richiesto un dispositivo di interfaccia esterno ai convertitori CC/CA. Il dispositivo di interfaccia è esterno ai convertitori ed è costituito da: Contattore 4P AC3. Nell'impianto non è previsto un dispositivo di rincalzo al DDI (dispositivo di interfaccia) (Pnom<20kW). La norma di riferimento per il dimensionamento dei cavi è la CEI UNEL 35024 - 35026. Cavi La norma di riferimento per il dimensionamento dei cavi è la CEI UNEL 35024 - 35026. Nella tabella seguente sono riportati i dati specifici e le verifiche elettriche dei cavi dell’impianto fotovoltaico.

Risultati

Descrizione Designazione Sezione (mm²)

Lung. (m)

Corrente (A)

Portata (A)

Caduta di tensione

(%) Rete - Quadro generale FG16OR16 0,6/1 kV 16.0 3.00 11.11 80.00 0.02Quadro generale - Quadro fotovoltaico FG16OR16 0,6/1 kV 6.0 5.00 11.11 44.00 0.10

Quadro fotovoltaico - I 1 FG16OR16 0,6/1 kV 6.0 3.00 11.11 44.00 0.06I 1 - MPPT 1 6.0 1.00 8.84 38.00 0.02I 1 - Quadro di campo CC H1Z2Z2-K 6.0 1.00 8.84 54.00 0.02Quadro di campo CC - S 1 H1Z2Z2-K 6.0 30.00 8.84 54.00 0.51I 1 - MPPT 2 6.0 1.00 8.84 38.00 0.02I 1 - Quadro di campo CC H1Z2Z2-K 6.0 1.00 8.84 54.00 0.02Quadro di campo CC - S 2 H1Z2Z2-K 6.0 30.00 8.84 54.00 0.51 Idati specifici e le verifiche elettriche dei cavi in corrente alternata sono riportati negli schemi elettrici unifilari allegati. Il cablaggio elettrico è realizzato mediante cavi con conduttori in rame isolati in PVC o EPR con sezione delle anime idonea alle correnti in gioco e tale da contenere la caduta di tensione. Il tipo di cavo è idoneo alle condizioni di posa e di esercizio. I cavi rispondono alle norme CEI, hanno marchiatura I.M.Q., colorazione delle anime secondo norme CEI-UNEL, grado d'isolamento adeguato alle condizioni di utilizzo. Il tracciato dei tubi e canali protettivi deve consentire l’andamento rettilineo orizzontale e/o verticale, il raggio di curvatura dei tubi deve essere tale da non danneggiare in nessun modo i cavi posati al loro interno. Le cassette di derivazione devono essere di dimensioni adeguate e con coperchio ad avvitamento del tipo da parete IP 55 per l’impiego in luoghi particolari (umidi/bagnati), e/o esposti ad urti accidentali. Le giunzioni ed i cablaggi devono essere eseguite con appositi dispositivi di connessione. Per i circuiti C.C. si utilizzano morsetti a innesto rapido e doppio isolamento e per i circuiti C.A. si utilizzano morsetti a cappuccio in resina termoindurente (PVC), completi di viti di serraggio e contenuti in apposite cassette di derivazione, con la sola eccezione per i canali e le passerelle, nei quali deve pero risultare che le parti in tensione abbiano grado di protezione almeno IPXXB (inaccessibilità al dito di prova), e congiungano cavi aventi medesime caratteristiche e colore (art. 526.1 Norma CEI 64/8). Posizionamento dei moduli


I moduli sono installati sulla copertura inclinata con dei profili lineari in alluminio, complanarmente e con la stessa inclinazione della falda destinata ad accoglierli. I moduli sono poi fissati sui profili lineari in aderenza agli stessi, in modo tale da non alterare il fattore di forma e la sagoma dell’edificio stesso. Impianto di messa a terra L’impianto di messa a terra degli edifici in oggetto allo stato attuale è esistente. I nuovi impianti sono collegati all’impianto esistente e deve essere verificato per le varie sezioni dell’impianto il coordinamento dell’impianto di terra con le protezioni elettriche.


Protezioni e cablaggio elettrico sistema di accumulo L’installazione del sistema di accumulo prevede la realizzazione del sistema di sezionamento e protezione degli accumulatori e del gateway per garantire la sicurezza degli impianti e delle persone.

Quadro Protezione e Sezionamento Accumulatori Sigla Circuito/utenza Dispositivo

ACC Accumulatore Tesla Powerwall 2 – (L1N) Interruttore magnetotermico differenziale 2P In=32A; Idn=0,03A; Tipo A; Pdi=4,5kA

GW Gateway e ausiliari Interruttore magnetotermico differenziale 2P In=16A; Idn=0,03A; Tipo AC; Pdi=4,5kA

Cablaggi

Circuito Sigla / Formazione Tipologia cavo

Linee Energia Powerwall FG16OR16 0,6/1 kV (3G6)

Cavo multipolare per energia isolato in gomma etilenpropilenica ad alto modulo di qualità G16, sotto guaina di PVC, con particolari caratteristiche di reazione al fuoco e rispondente al Regolamento Prodotti da Costruzione (CPR).

Alimentazione Gateway FG16OR16 0,6/1 kV (3G2,5)


Segnalamento Gateway CAT 5 o superiore Cavi con doppio schermo tipo S-FTP cat. 5E connettorizzabili con RJ45per collegamenti nel settore dell’automazione industriale, omologazione UL CSA. Categoria 5E EIA/TIA-568-B.2 – EN 50288

Nelle figure seguenti sono riportati gli schemi di collegamento dell’unità di accumulo powerwall e del gateway, con relativi cablaggi.


Protezioni e cablaggio elettrico della stazione di ricarica per veicoli elettrici L’intervento prevede, oltre alla realizzazione di un impianto fotovoltaico con sistema di accumulo, l’installazione di una stazione di ricarica per veicoli elettrici con 2 prese di Tipo 2, ognuna con potenza nominale sino a 22kW, con alimentazione trifase, dotata di sistema di comunicazione dati con protocollo OCPP 1.5/1.6. La tipologia scelta è conforme alle norme CEI e adatta ad essere installata in luoghi pubblici. La stazione èdotata di protezione interna magnetotermica differenziale di Tipo A con Controller (CC616) di rilevamento della corrente differenziale continua da 6mA, pertanto non è necessaria l’installazione a monte di un differenziale di tipo B. Di seguito le specifiche tecniche del sistema di protezione della stazione di ricarica.

Quadro Protezione e Sezionamento Stazione di Ricarica per Veicoli elettrici Sigla Circuito/utenza Dispositivo

EV Stazione di Ricarica di Tipo 2 Pnom 2x22kW (L1L2L3N)

N° 2 Interruttori magnetotermico 4P In=40A; Pdi=10kA.

Cablaggi Circuito Sigla / Formazione Tipologia cavo

Linea Energia FG16R16 0,6/1 kV (5G10)



NORMATIVA Gli impianti fotovoltaici e i relativi componenti devono rispettare, ove di pertinenza, le prescrizioni contenute nelle seguenti norme di riferimento, comprese eventuali varianti, aggiornamenti ed estensioni emanate successivamente dagli organismi di normazione citati. Si applicano inoltre i documenti tecnici emanati dai gestori di rete riportanti disposizioni applicative per la connessione di impianti fotovoltaici collegati alla rete elettrica e le prescrizioni di autorità locali, comprese quelle dei VVFF. Leggi e decreti Normativa generale Decreto legislativo del 3 marzo 2011, n. 28: Attuazione della direttiva 2009/28/CE sulla promozione dell'uso dell'energia da fonti rinnovabili. Decreto Ministero dello sviluppo economico del 19 maggio 2015 (GU n.121 del 27-5-2015): approvazione del modello unico per la realizzazione, la connessione e l'esercizio di piccoli impianti fotovoltaici integrati sui tetti degli edifici. Sicurezza D.Lgs. 81/2008: (testo unico della sicurezza): misure di tutela della salute e della sicurezza nei luoghi di lavoro e succ. mod. e int. DM 37/2008: sicurezza degli impianti elettrici all’interno degli edifici. Ministero dell’interno "Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici" - DCPREV, prot.5158 - Edizione 2012. "Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici" - Nota DCPREV, prot.1324 - Edizione 2012. "Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici" - Chiarimenti alla Nota DCPREV, prot.1324 "Guida per l’installazione degli impianti fotovoltaici – Edizione 2012". Norme Tecniche Normativa fotovoltaica CEI 82-25: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione. CEI 82-25; V2: guida alla realizzazione di sistemi di generazione fotovoltaica collegati alle reti elettriche di Media e Bassa Tensione. CEI 20-91: cavi elettrici con isolamento e guaina elastomerici senza alogeni non propaganti la fiamma con tensione nominale non superiore a 1 000 V in corrente alternata e 1 500 V in corrente continua per applicazioni in impianti fotovoltaici. CEI 0-2: guida per la definizione della documentazione di progetto per impianti elettrici. CEI 0-21: regola tecnica di riferimento per la connessione di Utenti attivi e passivi alle reti BT delle imprese distributrici di energia elettrica. CEI 11-20: impianti di produzione di energia elettrica e gruppi di continuità collegati a reti di I e II categoria. CEI 64-8: impianti elettrici utilizzatori a tensione nominale non superiore a 1000 V in corrente alternata e a 1500 V in corrente continua. CEI EN 61439 (CEI 17-13): apparecchiature assiemate di protezione e di manovra per bassa tensione (quadri BT). CEI 20-19: cavi isolati con gomma con tensione nominale non superiore a 450/750 V. CEI 20-20: cavi isolati con polivinilcloruro con tensione nominale non superiore a 450/750 V. I riferimenti di cui sopra possono non essere esaustivi. Ulteriori disposizioni di legge, norme e deliberazioni in materia, anche se non espressamente richiamati, si considerano applicabili.


SCHEDE TECNICHE MODULI

TRINA SOLAR TSM-275-PD05 Honey o similari


SCHEDE TECNICHE INVERTER

ABB TRIO-8.5-TL-OUTD o similarE


SCHEDE TECNICHE SISTEMA DI ACCUMULO TESLA ENERGY POWERWALL 2 AC o similare


INDICE

PREMESSA 2 Valenza dell'iniziativa 2 Attenzione per l'ambiente 2

Risparmio sul combustibile 2 Emissioni evitate in atmosfera 2

Normativa di riferimento 2 SITO DI INSTALLAZIONE 3 Disponibilità di spazi sui quali installare l'impianto fotovoltaico 3 Disponibilità della fonte solare 4

Irradiazione giornaliera media mensile sul piano orizzontale 4 Fattori morfologici e ambientali 5

Ombreggiamento 5 Albedo 5

PROCEDURE DI CALCOLO 6 Criterio generale di progetto 6 Criterio di stima dell’energia prodotta 6 Criterio di verifica elettrica 7 Criterio generale di progetto dell’impianto generale di distribuzione elettrica 7 Dimensionamento del conduttore di neutro 8

Protezione da contatti diretti Errore. Il segnalibro non è definito.

DIMENSIONAMENTO DELL’IMPIANTO 11 Impianto Fotovoltaico con Accumulo Municipio 11

Scheda tecnica dell'impianto 11 Sistema di accumulo esterno 11 Energia prodotta 13 Consumo 13 Bilancio energetico – Autarchia e Autoconsumo 14

DIMENSIONAMENTO GENERATORE FOTOVOLTAICO Municipio Sud-Ovest 16 Scheda tecnica 16 Verifiche elettriche MPPT 1 17 Verifiche elettriche MPPT 2 17

Schema elettrico e caratteristiche tecniche dei componenti 18 Quadri elettrici 19 Sistema di protezione di Interfaccia 19 Cavi 20 Posizionamento dei moduli 20 Impianto di messa a terra 21 Protezioni e cablaggio elettrico sistema di accumulo 22 Protezioni e cablaggio elettrico della stazione di ricarica per veicoli elettrici 23

NORMATIVA 24 Leggi e decreti 24 Norme Tecniche 24

SCHEDE TECNICHE MODULI 25 SCHEDE TECNICHE INVERTER 26 SCHEDE TECNICHE SISTEMA DI ACCUMULO 27 INDICE 28

Pagine Tot.:Pagina succ.:

N° DISEGNO:

Pagina:

Cliente:

Progetto:

File disegno:

Matricola:

Descrizione

Visto:

Progettista:

Disegn.:

Data:

FirmeData:REVISIONI

Rev. n°3

Rev. n°2

Rev. n°1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A

B

C

D

E

F

G

732

CIG

COMUNE DI SARDARA

SCHEMA ELETTRICO UNIFILARE

SCHEMI ELETTRICI UNIFILARI QUADRI ELETTRICI

IMPIANTO FOTOVOLTAICO CON ACCUMULO

ING. LUCA MARONGIU

07/10/2019

SCHEMI ELETTRICI IMPIANTO FOTOVOLTAICO 7,7 kW

CON ACCUMULO DA 14kWh

Pa

gin

e T

ot.

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ag

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DIS

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Pa

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Re

v.

n°1

12

34

56

78

910

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

A B C D E F G

73

2

CIG

CO

MU

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A E

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CC

UM

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ING

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CA

MA

RO

NG

IU

07

/10

/20

19

Rete elettrica di distribuzione in BT

Punto di consegna

M1Energia scambiata

M2Energia prodotta

Qua

dro

foto

volta

ico

AC DDG

PI

Protezione di interfaccia

DDI

2P, In=25A, 1000Vdc

Pspd 1

S 1

P 3850 W

2x1P 20Adc 10,3x38mm

Qua

dro

foto

volta

ico

CC

SPI ESTERNO

CONFORME CEI 0-21

PE

SPD1SPD Y T2

14 moduli x 275W

S 2

H1Z2Z2-K 2x(1x6)

FG16OR16 5G6

DDI 4P, AC3, 400V, 18A

Pdi=6kA4P C20

Idn=0,3A Tipo A

Pdi=10kA

DG - INTERRUTTORE GENERALE

4P C100

Quadro Elettrico

Qua

dro

elet

trico

Gen

eral

e AC

6kA4P C50

6kA4P C63

FOTOVOLTAICO CON ACCUMULO

CARICHIUTENTE

INVERTERTRIFASE 8,5 kVA

FG16OR16 5G10

1 2

Ucpv=1000V In=12,5kA

SCHEMA ELETTRICO UNIFILARE

IMPIANTO FOTOVOLTAICO CON SISTEMA DI ACCUMULO

FG16OR16 4x16 l<3m

Municipio (esistente)

6kA4P C40

6kA4P C40

Presa Ricarica 1 Presa Ricarica 2

STAZIONE DI RICARICA VEICOLI ELETTRICI

FG16OR16 5G10

Accumulo

(ESS + BMS)

ACC

Id

TESLAPOWERWALL 2

GW

GATEWAYENERGY

0,03A - A4,5kA1P+N C32

PSdA 5000 W

Id

METER3P+N 32AAC21

METER

Pspd2 x 1P 20Adc 10,3x38mm

PE

SPDSPD 3P+N T1+T2 In30kA

DDG: Dispositivo del GeneratoreDDI: Dispositivo di interfacciaDG: Dispositivo Generale

Interruttore magnetotermico differenziale

PI

Protezione di interfaccia

Sistema di protezione di interfaccia

Contattore

Interruttore magnetotermico

MPPT

Interruttore di manovra sezionatore

SPD

Interruttore di manovra sezionatore fusibile

Misuratore

Stringa

Inverter

LEGENDA DEI SIMBOLI

FG16OR16 5G1,5

FG16OR16 5G1,5

FG16OR16 5G1,5

H1Z2Z2-K 2x(1x6)

H1Z2Z2-K 2x(1x6)

2P, In=25A, 1000Vdc

Pspd 22x1P 20Adc 10,3x38mm

PE

SPD2SPD Y T2 Ucpv=1000V In=12,5kA

H1Z2Z2-K 2x(1x6)

P 3850 W14 moduli x 275W

INVERTER AC/DC 8500 W (nominale)

MODULI FV 7700 W (275W x 28 Moduli FV)

RIEPILOGO POTENZE NOMINALI

GENERATORE FV 7700 W =min (7700 W; 8500 W)

SdA AC 5000 W

POTENZA ATTIVA 12700 W = 7700 W + 5000 W

POT IMMISSIONE 7700 W

0,03A - AC4,5kA1P+N C16

(!)

Imp

ort

an

ti in

form

azi

on

i da

ve

rific

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l Re

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(**)

L'in

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to (

Se

lett

ività

) c

on

altri in

terr

utt

ori

In

Relè termico

Contattore


N° DISEGNO:

Pagina:

Cliente:

Progetto:

File disegno:

Matricola:

Descrizione

Visto:

Progettista:

Disegn.:

Data:

FirmeData:REVISIONI

Rev. n°3

Rev. n°2

Rev. n°1

Cosphi

Ib max

Ib min

dU

Num. di Posa

Iz

IB N

IB L3

IB L1

IB L2

Lunghezza

Formazione

Tipo di cavo

Settaggio

In

Taglia

Icu/IcnIm

IdnIth

InPoli

Fattore util.

dU

In

Potenza attiva

Tensione

Descrizione

Lin

ea

di p

ote

nza

Contattore

Fusibile

Co

ma

nd

i / P

rote

zio

ni

Interruttore / Sezionatore /Fusibile

Produttore

Ute

nza

[kA]

[A][m]

[kA]

[A]

[A]

[A]

[A]

[A]

[A]

[A]

[kA]

%

%

%

[A]

[V]

[kW]

[A]

[A]

[A]

[A]

1

A

B

[A]

2 3 4 5 6 7 8 9

C

D

E

F

G

1 2 3 4 5 6 7 8 9

743

1 CIG

COMUNE DI SARDARA

QUADRO ELETTRICO GENERALE



ING. LUCA MARONGIU

07/10/2019

S804B-C100

1000.0

100.0

GENERALE

ABB

4P 100

10.0

91.0

75.3

16.5

74.7

S204M-C63

39.28

400

630.0

63.0

QUADRO ELETTRICO MUNICIPIO

50

ABB

4P 63

Cu-PVC

4x(1x25)+1G25

5 89.0

0.05

15.0

0.02

10.00

31

0.05

31.5

31.5

0.0

31.5

63.0 0.90

S204M-C40

400.0

40.0

FOTOVOLTAICO + ACCUMULO

ABB

4P 40

Cu-EPR/XLPE

5G10

5 60.0

0.16

10.0

3.55

10.00

4A38.4

15.3

23.6

14.3

S204M-C40

22.00

400

400.0

40.0

PRESA DI RICARICA 1

100

ABB

4P 40

Cu-EPR/XLPE

5G10

20 60.0

0.56

10.0

0.02

10.00

4A

0.56

31.8

31.8

0.0

31.8

31.8 1.00

S204M-C40

22.00

400

400.0

40.0

PRESA DI RICARICA 2

100

ABB

4P 40

Cu-EPR/XLPE

5G10

20 60.0

0.56

10.0

0.02

10.00

4A

0.56

31.8

31.8

0.0

31.8

31.8 1.00

Un

P

Q

[V]

[kW]

[kvar]

[kA]

[kA]

[kA]

Ik LLL

Ik LN

Ik LPE

QD1.1

PF1.1

QD1.2

FA1.2

-QF1.4 -QF1.5 -QF1.6 -QF1.7-QF1.3

(!)

Imp

ort

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form

azi

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In

Relè termico

Contattore


N° DISEGNO:

Pagina:

Cliente:

Progetto:

File disegno:

Matricola:

Descrizione

Visto:

Progettista:

Disegn.:

Data:

FirmeData:REVISIONI

Rev. n°3

Rev. n°2

Rev. n°1

Cosphi

Ib max

Ib min

dU

Num. di Posa

Iz

IB N

IB L3

IB L1

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Lunghezza

Formazione

Tipo di cavo

Settaggio

In

Taglia

Icu/IcnIm

IdnIth

InPoli

Fattore util.

dU

In

Potenza attiva

Tensione

Descrizione

Lin

ea

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Contattore

Fusibile

Co

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rote

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Produttore

Ute

nza

[kA]

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[kA]

[A]

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%

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1

A

B

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2 3 4 5 6 7 8 9

C

D

E

F

G

1 2 3 4 5 6 7 8 9

754

1 CIG

COMUNE DI SARDARA

QUADRO FOTOVOLTAICO CA



ING. LUCA MARONGIU

07/10/2019

DS202 A-C32/0,03

5.00

231

320.0

32.0

ACCUMULO

100

ABB

2P 32

0.030

Cu-EPR/XLPE

3G6

3 51.0

0.19

6.0

0.02

5.22

4A

0.35

24.1

24.1

24.1 0.90

DS201L C16/0,03-AC

0.21

231

160.0

16.0

GATEWAY E AUX

100

ABB

1P+N 16

0.030

Cu-EPR/XLPE

3G2.5

3 30.0

0.02

4.5

0.02

5.22

4A

0.08

1.0

1.0

1.0 0.90

0.06

400

PROTEZIONE METER

100

0.16

0.1 0.90

S204L-C20

200.0

20.0

FOTOVOLTAICO

ABB

4P 20

0.300

DDA204 A-25/0,3

6.0

14.3

14.3

0.0

14.3

0.62

400

ALIMENTATORE + BUFFER

100

0.16

1.0 0.90

0.62

400

PROTEZIONE SPI

100

0.16

1.0 0.90

7.70

400

FOTOVOLTAICO

100

ABB

AF16

Cu-EPR/XLPE

5G6

3 44.0

0.05

16

0.02

8.97

4A

0.21

12.3

12.3

0.0

12.3

12.3 0.90

dI

-QF2.2

dI

-QF2.3

dI

-QF2.5

QD2.6 QD2.7

-K2.8

QD2.4


N° DISEGNO:

Pagina:

Cliente:

Progetto:

File disegno:

Matricola:

Descrizione

Visto:

Progettista:

Disegn.:

Data:

FirmeData:REVISIONI

Rev. n°3

Rev. n°2

Rev. n°1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A

B

C

D

E

F

G

765

CIG

COMUNE DI SARDARA

SCHEMA ELETTRICO MULTIFILARE SISTEMA DI PROTEZIONE DI INTERFACCIA



ING. LUCA MARONGIU

07/10/2019

LEGENDA DISPOSITIVI

1 - DGL - Interruttore generale impianto FVABB S204 C20 0,3A

2 - DDI - Dispositivo di InterfacciaContattore 4P AC3ABB AF16-40-00-11

3 - Contatto ausiliario del DDIABB CAL 4-11 1NA+1NC

4 - Fusibili di protezione per le misure del SPIABB E92/32

5 - Fusibili di protezione per alimentatore-bufferABB E92/32

6 - Alimentatore 230Vac - 24VdcCP-E 24/2,5

7 - Buffer conforme CEI 0-21CP-B 24/3

8 - Fusibili di protezione 24VccABB E92/32

9 - Sistema di protezione di interfaccia SPIABB CM-UFD.M22

10 - Linea Arrivo da Inverter

CM-UFD.M22ABB

(!)

Imp

ort

an

ti in

form

azi

on

i da

ve

rific

are

ne

l Re

po

rt d

i se

lett

ività

(**)

L'in

terr

utt

ore

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(B

ac

k-U

p)

co

n a

ltri in

terr

utt

ori

(*)L

'inte

rru

tto

re è

co

ord

ina

to (

Se

lett

ività

) c

on

altri in

terr

utt

ori

In

Relè termico

Contattore


N° DISEGNO:

Pagina:

Cliente:

Progetto:

File disegno:

Matricola:

Descrizione

Visto:

Progettista:

Disegn.:

Data:

FirmeData:REVISIONI

Rev. n°3

Rev. n°2

Rev. n°1

Cosphi

Ib max

Ib min

dU

Num. di Posa

Iz

IB N

IB L3

IB L1

IB L2

Lunghezza

Formazione

Tipo di cavo

Settaggio

In

Taglia

Icu/IcnIm

IdnIth

InPoli

Fattore util.

dU

In

Potenza attiva

Tensione

Descrizione

Lin

ea

di p

ote

nza

Contattore

Fusibile

Co

ma

nd

i / P

rote

zio

ni


Produttore

Ute

nza

[kA]

[A][m]

[kA]

[A]

[A]

[A]

[A]

[A]

[A]

[A]

[kA]

%

%

%

[A]

[V]

[kW]

[A]

[A]

[A]

[A]

1

A

B

[A]

2 3 4 5 6 7 8 9

C

D

E

F

G

1 2 3 4 5 6 7 8 9

776

CIG

COMUNE DI SARDARA

QUADRO FOTOVOLTAICO CC



ING. LUCA MARONGIU

07/10/2019

3.85

435 V =

STRINGA 1

H1Z2Z2-K

2 x (1x6)

8.84 A =

600 V =

SPD CC 1

3.85

435

250.0

25.0

INVERTER MPPT 1

100

2P = 25

H1Z2Z2-K

2 x (1x6)

10.0

0.21

8.84 1.00

3.85

435 V =

STRINGA 2

H1Z2Z2-K

2 x (1x6)

8.84 A =

600 V =

SPD CC 2

3.85

400

250.0

25.0

INVERTER MPPT 2

100

4P 25

H1Z2Z2-K

2 x (1X6)

10.0

0.21

8.84 1.00

QD5.2

FA5.2

-QF5.3

QD5.5

FA5.5

-QF5.6


N° DISEGNO:

Pagina:

Cliente:

Progetto:

File disegno:

Matricola:

Descrizione

Visto:

Progettista:

Disegn.:

Data:

FirmeData:REVISIONI

Rev. n°3

Rev. n°2

Rev. n°1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A

B

C

D

E

F

G

77

CIG

COMUNE DI SARDARA

CARPENTERIA QUADRI ELETTRICI



ING. LUCA MARONGIU

07/10/2019

900

150

700

FRONTE QUADRO

Dimensioni totali (HxLxP) [mm]

Ue [V]

Forma di segregazione

Icw max [kA]

Indice di protezione IP

Famiglia

Nome del quadro


Ue [V]


Icw max [kA]


Famiglia

Nome del quadro

435

320


Ue [V]


Icw max [kA]


Famiglia

Nome del quadro

460

260

700

COMUNE DI SARDARA...Le caratteristiche degli impianti stessi, nonché dei loro componenti, devono...

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